Avaliação das Condições do Atendimento Eletroenergético do SIN em 2014 e Visão para Hermes Chipp Diretor Geral

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1 Avaliação das Condições do Atendimento Eletroenergético do SIN em 2014 e Visão para 2015 Hermes Chipp Diretor Geral FGV Rio de Janeiro, 02/06/2014 1

2 Visão de Curto Prazo Avaliação das Condições Meteorológicas e Climáticas

3 Previsão Sazonal Grupo de Trabalho do MME/MCTI (CEMADEN/CPTEC/INPA) Reunião: 27/05/ As condições atmosféricas para o restante do mês de maio e para os primeiros dias de junho indicam continuidade das chuvas na região Sul e possivelmente chuva fraca nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. 2. A evolução do padrão das temperaturas das águas superficiais no Oceano Pacífico Equatorial mostra o desenvolvimento paulatino de um evento El Niño - Oscilação Sul (ENOS). As previsões indicam que este episódio do fenômeno El Niño pode atingir magnitude moderada durante o segundo semestre de

4 Condições Hidroenergéticas PMO Junho/14 ENAs Verificadas Janeiro/14 a Maio/14 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio %EARmáx MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT MWmed %MLT 31/05/2014 SE/CO ,4 SUL ,0 NE ,0 N ,0 ENAs Previstas Junho/14 Base Mensal Junho % EARmáx MWmed %MLT 30/06/2014 SE/CO ,1 SUL ,0 NE ,1 N ,4 GT Ordem Mérito (MWmed) GT Fora Mérito (MWmed) GT Total (MWmed)

5 Análise Prospectiva da Evolução do Armazenamento das Regiões SE/CO e NE 2014 Flexibilização das restrições de uso múltiplo

6 Avaliação Prospectiva Período Julho a Novembro/14 Premissas Energias Naturais Afluentes SE/CO NE Período Jan/Maio Verificado SE/CO SUL NE NORTE 59 %MLT 4º pior 123 %MLT 42 %MLT 2º pior 105 %MLT jan/14 fev/ MWmed 52 %MLT 3º pior MWmed 39 %MLT 2º pior MWmed 76 %MLT 20º pior MWmed 27 %MLT Pior Período Jun Valor Esperado SE/CO SUL NE NORTE MWmed 83 %MLT MWmed 149 %MLT MWmed 48 %MLT MWmed 98 %MLT Jul Nov 81 %MLT 97 %MLT 79 %MLT 104 %MLT mar/14 abr/14 mai/ MWmed 63 %MLT 7º pior MWmed 80 %MLT 17º pior MWmed 75 %MLT 9º pior MWmed 26 %MLT Pior MWmed 41 %MLT 3º pior MWmed 41 %MLT 2º pior Armazenamentos Iniciais % EARmáx SE/CO SUL NE NORTE 36,1 76,0 37,1 90,4 Intercâmbio SUL SE/CO MW 6

7 Política de Operação Eletroenergética do SIN Objetivo: Preservar estoques armazenados nas cabeceiras dos Rios Grande, Paranaiba, Tocantins e São Franscisco, utilizando recursos térmicos e energéticos existentes nas regiões Sul e Norte, visando garantir o atendimento aos requisitos energéticos e de potência ao longo de Ações Necessárias: Flexibilização dos requisitos de uso múltiplo da água e condicionantes ambientais Reduzir as inflexibilidades hidráulicas. Bacia Usina Restrição Motivo Flexibilização São Sobradinho / Xingó m³/s / 900 m³/s Captação de água Francisco Três Marias 500 m³/s 250 / 150 m³/s Tocantins Serra da Mesa 300 m³/s Requisito Ambiental 66 m³/s Ilha Solteira / Três Paraná 46 %VU 5% VU Irmãos Hidrovia Tietê-Paraná Tietê Barra Bonita 48% VU 5% VU Tietê Promissão 29% VU 5% VU Grande Mascarenhas de Moraes 75 %VU Captação de água 5% VU Medida Adicional: A utilização do volume existente entre as cotas 324,6m e 314,0m na UHE Ilha Solteira, resulta em ganho de geração nesta usina e nas UHEs Jupia, Porto Primavera e Itaipu, de cerca de 510 MWmed/mês no período, representando adicional de cerca de 2% EARmax da região SE/CO. 7

8 Avaliação Prospectiva - Período Julho a Novembro/14 (com Flexibilização de Restrições Hidráulicas) Resultados Subst. EAR (% EARmáx) Sem Flexibilização Com Flexibilização SE/CO 17,9 18,5 NE 11,4 14,7 Geração Térmica - MWmed Despacho GT (MWmed) Jul-Nov SE/CO, S e N NE SIN SE/CO Novembro (%VU) UHE Sem Flexibilização Com Flexibilização Furnas 8,3 18,1 M Moraes 68,5 31,5 Emborcação 14,2 12,6 Nova Ponte 12,3 12,8 Barra Bonita 31,2 27,9 I. Solt. / T. Irmãos 52,3 5,0 Serra Mesa 32,9 33,9 Três Marias 4,5 11,5 Sobradinho 15,2 16,1 Intercâmbio Sul-SE/CO = MWmed, Intercâmbio - MWmed Jul-Nov Sul SE/CO (*) ganho de 1,8 %EARmáx no SE/CO ao final de novembro. 8

9 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Qual a ENA necessária para se atingir determinados níveis de armazenamento ao final de novembro? Região Sudeste / Centro-Oeste 64 %MLT 43,1 40,1 34,7 36,3 38,8 37,3 36,1 30,0 20,0 18,5 GT SE/CO+S+N = MWmed JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL - NOV 9

10 Análise Prospectiva das Condições Hidroenergéticas Qual a ENA necessária para se atingir determinados níveis de armazenamento ao final de novembro? Região Nordeste 48 %MLT 33,4 42,7 42,2 41,5 43,6 41,0 37,1 30,0 20,0 JAN FEV MAR ABR MAI JUN GT SE/CO+S+N = MWmed JUL - NOV 14,7 Redução da Defl. Mínima no São Francisco de m³/s para 900 m³/s. em carga leve no período de junho a novembro Ganho 2,3 % EARmáx 10

11 Visão para 2015

12 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 % EARmáx Energia Armazenada Simulação Final com Séries Históricas (%) (Térmicas despachadas na base nos anos de 2014 e 2015 partida em nov/14 = 18,5% EAR) 100% Evolução Energia Armazenada - SE/CO 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

13 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 ago/15 set/15 out/15 nov/15 dez/15 % EARmáx Energia Armazenada Simulação Final com Séries Históricas (%) (Térmicas despachadas na base nos anos de 2014 e 2015; partida em nov/14 = 14,7% EAR) 100% Evolução Energia Armazenada - NE 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

14 ENA necessária Dez/14-Abr/15 - SE/CO Qual a ENA necessária para atingir o NSPU de abr/15 (Nível de Segurança da CRef), partindo de 18,5% no final de nov/14, com GT dez14-nov15 na base: 18,5% ENA dez/abr 77% MLT (11/83) NSPU = 45% ENA mai-nov 85% MLT (19/83) 72% MLT (4/83) 59% MLT (1/83) 30% 20% 10% Abr/2015 nov/2015 Qual a ENA necessária para atingir o NSPU de abr/15 (Nível de Segurança da CRef), partindo de 18,5% no final de nov/14, com GT com CVU até 360 R$/MWh de dez14-abr15 e GT na base de mai-nov15: 18,5% ENA dez/abr 81% MLT (11/83) NSPU = 45% ENA mai-nov 85% MLT (19/83) 72% MLT (4/83) 59% MLT (1/83) 30% 20% 10% Abr/2015 nov/

15 ENA necessária Dez/14-Abr/15 - NE Qual a ENA necessária para atingir o NSPU de abr/15 (Nível de Segurança da CRef), partindo de 14,7% no final de nov/14, com GT dez14-nov15 na base: 14,7% ENA dez/abr 62% MLT (6/83) NSPU = 45% Abr/2015 ENA mai-nov 92% MLT (44/83) 75% MLT (15/83) 57% MLT (2/83) nov/2015 Qual a ENA necessária para atingir o NSPU de abr/15 (Nível de Segurança da CRef), partindo de 14,7% no final de nov/14, com GT com CVU até 360 R$/MWh de dez14-abr15 e GT na base de mai-nov15: 30% 20% 10% 14,7% ENA dez/abr 80% MLT (20/83) NSPU = 45% ENA mai-nov 92% MLT (44/83) 75% MLT (15/83) 57% MLT (2/83) 30% 20% 10% Abr/2015 nov/

16 Visão de Médio Prazo

17 Matriz de Energia Elétrica Participação por Fonte (MW e %) ( 1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs (2) Inclui PCTs TIPO 31/12/ /12/2018 (3) A parcela Outros se refere a outras usinas térmicas com CVU CRESCIMENTO MW % MW % MW % HIDRÁULICA (1) , , ,3 NUCLEAR , , ,6 GÁS/GNL , , ,3 CARVÃO , ,0 0 0,0 BIOMASSA (2) , , ,8 OUTROS (3) 749 0, , ,4 ÓLEO , ,0 42 0,9 EÓLICA , , ,8 TOTAL , , ,8 Referência: PMO Maio/13 17

18 A Expansão da Oferta entre 2013 e 2018 A qualidade da matriz já contratada TIPO 31/12/ /12/2018 CRESCIMENTO MW % MW % MW % Hidráulica , , , MW (99%) UHEs sem Reservatório UHE Belo Monte UHEs do Rio Madeira UHEs do Rio Teles Pires Outras MW MW MW 783 MW 188 MW (1%) - UHEs com Reservatório UHE Batalha UHE São Roque 53 MW 135 MW Projetos na Amazônia 18

19 Carga (MWmédio) Projeção de Carga de Energia SIN (MWmed) Crescimento (MWmed) Taxa crescimento 4,8% 4,0% 4,1% 4,1% 4,2% Taxa de crescimento média 2014/2018 = 4,2% 19

20 Partida em final de novembro de 2014 com flexibilização das restrições de uso múltiplo Riscos de Déficit de Energia (%) Séries Sintéticas (Térmicas despachadas na base nos anos de 2014 e 2015) SUBSISTEMA Sudeste/Centro-Oeste Qualquer Déficit 4,00 1,40 1,50 1,00 >1% da Carga 3,20 1,10 1,20 0,75 Sul Qualquer Déficit 4,15 2,55 2,35 2,50 >1% da Carga 2,50 1,35 1,30 1,00 Nordeste Qualquer Déficit 0,45 0,25 0,20 0,35 >1% da Carga 0,25 0,05 0,05 0,10 Norte Qualquer Déficit 0,50 0,00 0,10 0,25 >1% da Carga 0,30 0,00 0,00 0,10 20

21 FIM

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